随着国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，简称“136号文”）于2025年6月1日正式实施，新能源全面入市的时代正式开启。这场被称为“电力市场二次革命”的政策变革，不仅重构了发电侧的收益模式，更对售电公司提出了前所未有的挑战与机遇。售电公司如何在电价波动加剧、规则复杂化的市场中站稳脚跟？（结尾附136号文原文）
一、直面挑战：售电公司需破解四大难题
- 电价波动风险陡增
新能源全面入市后，电价由市场供需决定，光伏午间大发时段的电价可能跌至0.1元/度以下，甚至出现负电价。售电公司若缺乏精准的价格预判能力，可能面临批零倒挂风险。例如，山西省2025年1月批零倒挂达6厘/kWh，2月扩大至17厘/kWh，多家售电公司因此退市。 - 中长期交易难度升级
新能源出力随机性强，发电企业倾向于减少带曲线签约比例，导致售电公司中长期合同签订的不确定性增加。同时，分布式光伏项目的快速增长，使售电公司整合分散资源的效率面临考验。 - 绿证收益与机制电量“互斥”
136号文明确，纳入差价结算机制的电量无法同时获得绿证收益，这削弱了绿电交易的吸引力。售电公司若想通过绿证增值获利，需在机制电量与绿电交易间谨慎权衡。 - 偏差考核趋严，运营成本攀升
多地政策要求售电公司精准匹配用户每小时用电量，偏差考核标准更加严格。例如，山东、浙江等地要求售电公司误差率控制在±5%以内，否则需承担高额罚款。
二、抓住机遇：四大领域或成增长突破口
- 市场规模扩大，服务费空间提升
新能源全电量入市后，电力交易规模预计增长30%以上。售电公司可通过代理更多新能源项目，赚取中间服务费，尤其在风光资源丰富的西北、华北地区，代理服务需求旺盛。 - 绿电交易迎来政策红利
尽管机制电量与绿证收益互斥，但政策鼓励多年期绿电协议，并支持“电能量+绿证”分项定价。售电公司可整合优质绿电资源，对接出口企业、高耗能行业等绿电需求方，形成差异化竞争力。 - 成本控制能力成关键
新能源供应商增多，售电公司可通过集中采购增强议价权。例如，利用机制电价作为谈判基准，在价格低谷期锁定低价电量，降低采购成本。 - 虚拟电厂与储能打开新赛道
政策明确支持虚拟电厂参与市场，到2030年规模将达5000万千瓦。售电公司可聚合分布式电源、储能设施，通过灵活性资源调度赚取辅助服务收益。
三、转型策略：售电公司如何破局？
- 数字化转型迫在眉睫
引入量化交易引擎、AI预测模型等技术工具，提升电价预测和交易策略的精准度。例如，国能日新的智能交易系统可将现货交易收益捕捉概率从45%提升至60%，助力售电公司应对高频波动。 - 优化电力采购组合
采用“中长期+现货+绿电”的多层次交易模式，分散风险。例如，与新能源企业签订多年期协议锁定低价，同时在现货市场灵活调配电量。 - 深耕用户需求，拓展增值服务
针对高耗能企业提供能效管理、需求侧响应方案；为出口型企业定制绿电套餐，满足ESG披露需求。 - 关注地方政策动态，抢占先机
各省对机制电价、绿证分配等细则存在差异。例如，广东、江苏已明确要求工商业用户全面入市，售电公司需提前布局区域市场。
结语：适者生存，强者恒强
136号文的实施，标志着售电行业从“政策红利期”步入“能力竞争期”。未来，具备数字化能力、资源整合能力和风险对冲能力的头部企业将占据优势，而依赖传统粗放运营的中小售电公司可能面临淘汰。面对变革，唯有主动拥抱市场规则、加速技术升级，方能在新能源主导的电力市场中赢得未来。
